Как определить срок полезного использования нефтяной скважины. Бухгалтерский учет нефти и газа. Оценка основных фондов

2) Расходы по искусственному воздействию на пласт, включают затраты на внутриконтурную или законтурную закачку воды в пласт. Затраты планируют по цеху ППД путем составления сметы затрат на производство. Смета составляется по элементам затрат.

3) Расходы на оплату труда производственно-рабочих цехов по добыче нефти, рассчитывается на основании плана по труду и ЗП.

4) Отчисления на социальные нужды (зависят от фонда оплаты труда).

5) Амортизация скважин - планируется на основании данных о стоимости скважин и действующих норм амортизации (6,7%).

Расчет суммы амортизации ведется по 3 группам:

а) по скважинам вновь вводимых в эксплуатацию в планируемом году:

t ̶ количество месяцев отработанных скважиной в планируемом году.

б) срок амортизации, который истекает в планируемом году:

в) срок амортизации, который истекает в планируемом году (скважина полностью отработала 12 месяцев, норма амортизации 6,7%).

По истечении 15 лет амортизация не начисляется.

6) Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа. Смета составляется по элементам затрат.

7) Расходы по технологической подготовке нефти и газа. Смета составляется по элементам затрат.

8) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования. В этой статье планируются расходы по проведению текущего ремонта оборудования.

32. Распределение затрат на добычу нефти и газа

1)Расходы на энергию по извлечению нефти – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.

2) Искусственное воздействие на пласт – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.

3) Основная зарплата производственного персонала, дополнительная зарплата производственного персонала, налоги на зарплату. Зарплата персонала обслуживающего нефтяные скважины распределяется между нефтью и газом пропорционально их валовой добыче. Зарплата персонала обслуживающего чисто газовые скважины относится на себестоимость природного газа по прямому признаку.

4)Амортизация скважин

а) по нефтяным скважинам – между нефтью и газом пропорционально их валовой добыче;

б) по чисто газовым скважинам – на себестоимость природного газа по прямому признаку.

5) Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа. Распределяются по себестоимости добычи нефти и газа пропорционально их валовой добычи.

6) Расходы по технологической подготовке нефти – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.

7) Расходы на подготовку и освоение производства- распределяют пропорционально валовой добычи нефти и газа.

8) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

а) расходы по подземному ремонту скважин – относятся на себестоимость добычи нефти;

б) газовые скважины – на себестоимость добычи природного газа;

в) остальные расходы распределяются между нефтью и газом пропорционально их валовой добычи.

9) Общепроизводственные расходы - расходы отнесенные на себестоимость добычи нефти и газа, распределяются пропорционально суммам затрат по перечисленным выше статьям.

10) Прочие производственные расходы:

а) отчисления на геолого-разведочные работы распределяются по прямому признаку на нефть и газ исходя из объема реализации этих продуктов;

б) отчисления на НИР – распределяются пропорционально валовой добычи н, н. газа и природного;

в) расходы по оплате нефти получают от буровых организаций, полностью относятся на себестоимость добычи нефти.

11) Внепроизводственные расходы – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.

Медведева Наталья Владимировна

аспирант, Финансовая Академия при Правительстве РФ (на момент публикации)

Понятие нефтегазовых активов

Износ, истощение и амортизация - термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.

К нефтегазовым активам относятся:

Расходы по приобретению лицензий;

Капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;

Капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;

Минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.

Стандарты учета нефтегазовых активов

Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО - МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.

В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».

Расчет амортизации нефтегазовых активов

Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.

С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.

Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.

На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».

Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.

В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.

Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.

Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.

Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:

Доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;

На основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).

Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.

В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.

Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.

Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:

Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.

Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:

По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.

Пример 1

Компания применяет метод «результативных затрат».

Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, - 400 млн руб.

Накопленная амортизация на начало отчетного периода - 40 млн руб.

Доказанные запасы на начало отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т.

Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода - 8,9 млн т.

Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:

В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.

Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.

Пример 2

Затраты на приобретение лицензии - 280 млн руб.

Затраты на разведку - 3,900 млн руб.

Затраты на приобретение нефтегазового оборудования - 500 млн руб.

Накопленная амортизация капитализированных затрат:

На приобретение лицензии - 0,24 млн руб.;

На разведку - 800 млн руб.;

На приобретение оборудования - 80 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т нефти.

Доказанные запасы на конец отчетного периода - 8,9 млн т нефти.

Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.

Амортизация затрат на приобретение лицензии:

Амортизация затрат на разведку:

Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:

Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.

Пример 3

Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.

Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.

На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.

На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.

Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).

Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).

Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере - 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).

В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.

Пример

Обратимся к нашему примеру.

Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, - 84 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы нефти - 5 млн т.

Доказанные запасы нефти - 30 млн т.

Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.

Количество пробуренных добывающих скважин - 3.

Количество запланированных к бурению добывающих скважин - 17

Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.

Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.

Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.

Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов

На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.

Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.

Оценки руководства при расчете амортизации

Расчет амортизации нефтегазовых активов - это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:

Разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;

Изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.

При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.

Общую сумму амортизации определяют за весь срок службы основных фондов по формуле

А = С О (С П) + КР + З Л – С М ,(10)

где С М – стоимость материалов, оставшихся после ликвидации

основных средств, руб.

Годовая норма амортизации рассчитывается по формуле

А Г = (С О (С П) + КР + З Л – С М) / Т СЛ , (11)

Располагая сведениями о среднегодовой стоимости основных фондов и утвержденными нормами амортизации на полное восстановление, можно легко вычислить ежегодные амортизационные отчисления на эти цели по формуле:

Ошибки при установлении норм амортизации серьезно влияют на экономическое положение предприятия. При завышенной норме их первоначальная стоимость будет возмещена задолго до необходимого срока, однако себестоимость продукции за этот период будет выше и, значит, предприятие будет получать меньше прибыли. При установлении заниженной нормы амортизации предприятие будет более прибыльным, но к моменту выхода основных фондов из строя у него не окажется необходимых средств для их восстановления.

Если на предприятиях осуществлялась переоценка основных фондов по восстановительной стоимости, то её следует использовать в расчетах амортизации вместо первоначальной стоимости.

Стоимость следующих объектов основных средств, не достигших эксплутационного возраста, не погашается посредством амортизации:

Объекты жилищного фонда (жилые дома, общежития, квартиры);

Объекты внешнего благоустройства (лесное хозяйство, дорожное хозяйство; специализированные сооружения судоходной обстановки);

Продуктивный скот (буйволы, волы, олени);

Многолетние насаждения;

Земельные участки и объекты природопользования, т.к. их потребительские свойства с течением времени не изменяются.

По указанным объектам движение сумм износа учитывается на отдельном забалансовом счете.

Начисление амортизации производится независимо от результатов деятельности организации в отчетном периоде и начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем принятия этого объекта к бухгалтерскому учету, и производится до полного погашения стоимости этого объекта либо его списания.

Амортизация начисляется в течение всего фактического срока службы основных фондов, не прекращается во время их ремонта и простоев и не производится лишь во время их реконструкции и технического перевооружения. Для вновь вводимых в эксплуатацию объектов начисление амортизации начинается с первого числа следующего за вводом месяца. По выбывающим основным фондам начисление амортизации прекращается с первого числа следующего за выбытием месяца.

В целях налогообложения налогоплательщики начисляют амортизацию в соответствии одним из следующих методов:

1) линейным, при котором сумм амортизационных отчислений равномерно распределяются на весь период использования основных фондов;

2) нелинейным методом.

Линейный метод применяется к зданиям, сооружениям, передаточным устройствам независимо от сроков ввода в эксплуатацию этих объектов.

К остальным основным средствам налогоплательщик вправе применять любой из методов, предусмотренный НК РФ. Выбранный метод начисления амортизации не может быть изменен в течение всего периода начисления амортизации.

В НГП самым распространенным методом начисления амортизации является линейный. Однако при этом не учитывается, что в нефтегазодобыче средства труда продолжают функционировать в процессе производства с убывающей силой. Поэтому линейный метод не всегда обеспечивает полное восстановление стоимости основных фондов и особенно скважин, введенных в последние годы разработки из-за прекращения эксплуатации месторождения в связи с истощением запасов.

К нелинейным методам амортизации относятся:

1 Способ уменьшаемого остатка (ускоренный) : исходя из остаточной стоимости основных фондов на начало отчетного года (С О ) и нормы амортизации (Н а ), исчисленной исходя из срока его полезного использования (Т СЛ ) и коэффициента ускорения к основной норме амортизации (К уск), установленного в соответствии с законодательством:

; (13)

. (14)

Предприятия могут применять ускоренную амортизацию в отношении основных средств, используемых для увеличения выпуска средств вычислительной техники, новых прогрессивных видов материалов, приборов, оборудования.

Ускоренную амортизацию можно применять в отношении активной части основных фондов, приобретенных после 01.01.91 года.

Коэффициент не выше 3 можно применять:

К основным средствам, используемым в условиях агрессивной среды или повышенной сменности. Агрессивная среда – совокупность природных или искусственных факторов, влияние которых вызывает повышенный износ ОФ, - может послужить причиной инициирования аварийной ситуации;

Основным производственным фондам сельскохозяйственных организаций (птицефабрик, животноводческих комплексов, тепличных комбинатов).

По легковым автомобилям и пассажирским микроавтобусам, имеющим первоначальную стоимость соответственно более 300 тысяч рублей и 400 тысяч рублей, основная норма амортизации применяется с коэффициентом 0,5.

Следует отметить, что при таком способе первоначальная стоимость никогда не будет списана. Несмотря на этот недостаток, способ позволяет списать максимальную амортизационную стоимость в первые же годы работы, и предприятие имеет возможность наиболее эффективно возмещать затраты по приобретению объекта основных средств.

2 Способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования: исходя из первоначальной (восстановительной) стоимости (С П, С В ) объекта основных средств и соотношения, в числителе которого число лет, остающихся до конца срока полезного использования (Т ОСТ ), а в знаменателе – сумма чисел срока полезного использования (∑Т СЛ ):

, (15)

. (16)

3 Способ списания стоимости пропорционально объему продукции: начисление амортизационных отчислений производится исходя из натурального показателя объема продукции в отчетном периоде (Q план ), соотношения первоначальной стоимости основных фондов (С П ) и предполагаемого объема продукции за весь срок полезного использования объекта основных средств (Q прогноз ):

. (17)

Данный метод применяется там, где износ основных средств напрямую связан с частотой их использования – чаще всего для расчета амортизации при добыче природного сырья.

Также способ расчета амортизации пропорционально объему работы применяется преимущественно для автотранспорта. Нормы амортизации установлены в процентах от первоначальной стоимости транспортного средства на каждые 1000 км пробега.

Амортизация нефтяных и газовых скважин имеет некоторую специфику:

1) амортизация на полное восстановление скважин производится в течение нормативного срока службы без учета фактического времени их работы и прекращаются после его окончания;

2) если скважина прекращает работать раньше нормативного срока службы, то амортизация на нее продолжает начисляться;

3) по ликвидированным или недоамортизированным скважинам, независимо от причин амортизация начисляется до полного перенесения ее балансовой стоимости на готовую продукцию и возмещается за счет прибыли, остающейся в распоряжении предприятия;

4) на время консервации амортизация не начисляется.

Для скважин целесообразно применение методов ускоренной амортизации, т.к. именно они определяют объем производства и себестоимость добычи. Применение ускоренной амортизации для всех других видов основных фондов из-за их различной связи с добычей неэффективно. В строительстве скважин используется равномерное начисление амортизации.

Амортизационные отчисления по объектам нематериальных активов производятся одним из следующих способов:

Линейным способом исходя из норм, исчисленных организацией на основе срока их полезного использования;

Способом уменьшаемого остатка;

Способом списания стоимости пропорционально объему продукции (работ, услуг).

Применение одного из способов по группе однородных нематериальных активов производится в течение всего их срока полезного использования. В течение срока полезного использования нематериальных активов начисление амортизационных отчислений не приостанавливается, кроме случаев консервации организации.

Срок полезного использования нематериальных активов определяется организацией при принятии объекта к бухгалтерскому учету. Сроком полезного использования считается период, в течение которого использование объекта приносит прибыль, выгоду предприятию.

Сроком полезного использования для патентов, лицензий, прав использования и так далее является срок, оговоренный договором.

По нематериальным активам, для которых трудно или невозможно определить срок полезного использования, нормы амортизационных отчислений устанавливаются в расчете на условный период (но не более срока деятельности организации).

В России такой период составляет 20 лет беспрерывной эксплуатации. В Китае срок полезного использования в аналогичных случаях составляет 10 лет. В США в подобных ситуациях принято ориентироваться на так называемый разумный период, не превышающий 40 лет.

По нематериальным активам, полученным по договору дарения и безвозмездно в процессе приватизации, приобретенным с использованием бюджетных ассигнований и нематериальным активам бюджетных организаций амортизация не начисляется.

Имеется возможность не начислять амортизационные отчисления по некоторым видам нематериальных активов, перечень которых предприятие устанавливает самостоятельно. Обычно к ним относятся активы, стоимость которых не уменьшается с годами (например, товарные знаки).

Во всем мире широко распространены процессы слияния предприятий, приобретения одних предприятий другими. Поэтому существует потребность в учете условной стоимости деловой репутации.

Гудвилл – это преимущества, которые получает покупатель при покупке уже существующей и действующей компании, по сравнению с организацией новой фирмы. Указанная разница может быть либо положительная, либо отрицательная.

Положительная деловая репутация означает, что стоимость предприятия превышает совокупную стоимость его активов и пассивов, что предприятию присуще нечто такое, что не определяется стоимостью его активов и пассивов. Таким «нечто» может быть наличие стабильных покупателей, выгодное географическое положение, репутация качества, навыки маркетинга и сбыта, техническое ноу-хау, деловые связи, опыт управления, уровень квалификации персонала и т.п. Эти факторы обеспечивают более высокий уровень прибыли, чем тот, что может быть получен при использовании аналогичных активов и пассивов, но в отсутствии отмеченных нематериальных факторов.

Отрицательная деловая репутация свидетельствует об обратном.

Деловая репутация не существует отдельно от предприятия. Это неотчуждаемые имущества. Ими нельзя распорядиться отдельно от предприятия. Эта черта отличает данный вид активов от всех иных объектов бухгалтерского учета, включая другие виды нематериальных активов.

Для отечественного учета серьезной проблемой является оценка стоимости гудвилла. В балансе такая величина появляется только в том случае, если предприятием была совершена покупка другого предприятия. Стоимость собственной деловой репутации в балансе не отражается.

Различают два основных подхода к определению стоимости гудвилла:

1) как источник дополнительных поступлений прибыли, когда используются методы оценки бизнеса;

2) в размере разницы между суммой, фактически уплаченной за предприятие, и совокупной стоимостью отдельных активов и пассивов данного предприятия, зафиксированной в последнем по времени составления бухгалтерском балансе.

Положительную деловую репутацию организации следует рассматривать как надбавку к цене, уплачиваемую покупателем в ожидании будущих экономических выгод, и учитывать в качестве отдельного инвентарного объекта.

Отрицательную деловую репутацию организации следует рассматривать как скидку с цены, предоставляемую покупателю в связи с отсутствием факторов наличия стабильных покупателей, репутации качества, навыков маркетинга и сбыта, деловых связей, опыта управления, уровня квалификации персонала и т.п., и учитывать как доходы будущих периодов.

Деловая репутация не имеет определенного срока жизни. Отечественная практика исходит из того, что большинство возможных факторов, составляющих положительную деловую репутацию, приносят экономическую выгоду в течение 20 лет с даты приобретения. За это время деловая репутация должна быть амортизирована. Однако необходимо отдавать себе отчет в том, что принятый период амортизации является условным и может сказаться на точности исчисления финансового результата деятельности предприятия.

Отдельные страны ввели максимальный период амортизации: Япония – 5 лет, Нидерланды и Швеция – 10, Австралия – 20, Канада и США – 40.

В процессе производственно-хозяйственной деятельности на предприятиях для достижения более эффективного использования основных средств постоянно повышаются требования к их учету и анализу.

Все показатели, характеризующие эффективность использования основных фондов, можно разделить на общие и частные.

К общим показателям относятся те, которые характеризуют воспроизводство основных фондов, их состав, структуру и движение (К обн, К выб, К изн, К г ), и показатели, характеризующие эффективность их использования (ФО, ФЕ, ФВ, R ОФ ).

Коэффициент обновления (ввода) основных фондов:

. (18)

Коэффициент выбытия основных фондов:

. (19)

Коэффициент износа :

. (20)

Коэффициент годности :

. (21)

Фондоотдача в денежном выражении показывает, сколько рублей (штук, тонн) валовой продукции (Q ) может быть получено при использовании основных фондов, стоимость которых составляет 1 рубль:

Фондоемкость в денежном выражении показывает, какова стоимость основных фондов, необходимых для производства 1 рубля валовой продукции:

. (23)

Фондовооруженность характеризует степень технической оснащенности труда, она показывает, какова стоимость основных фондов, находящихся в распоряжении одного работника предприятия в процессе производства:

где Ч – численность персонала.

Машиновооруженность учитывает степень оснащенности труда активной частью основных фондов ():

Фондорентабельность:

, (26)

где П – прибыль предприятия, руб.

Все частные показатели можно подразделить на показатели эффективного использования оборудования по мощности (интенсивные) и по времени (экстенсивные).

Коэффициент экстенсивного использования оборудованияопределяется отношением фактического времени работы оборудования (Т Ф) к календарному времени(Т К), т.е. показывает удельный вес производительного времени работы оборудования:

Коэффициент интенсивного использования оборудования :

, (28)

где П Ф – фактическая производительность оборудования;

П Н – нормативная (проектная) производительность оборудования

по паспорту.

Степень загрузки оборудования во времени определяется коэффициентом сменности , показывающим загрузку оборудования в течение суток:

, (29)

Имеются особенности расчета этих коэффициентов в нефтегазовом комплексе.

В строительстве скважин (бурении) коэффициент интенсивного использования бурового оборудования:

, (30)

где ν Ф К , ν Н К – коммерческая фактическая и нормативная скорость

бурения, м/ст-мес;

ν Н Т , ν Ф Т – техническая фактическая и нормативная скорость

бурения, м/ст-мес.

1 станко-месяц = 30, 4 станко-дней = 720 станко-часов

Коммерческая скорость бурения определяется по формуле

, (31)

где Н – проходка, м.;

Т КАЛ – календарное время бурения, час.

Т КАЛ = Т ПР + Т НПР , (32)

где Т ПР – производительное время бурения, час;

Т НПР – непроизводительное время бурения, час.

Производительное время бурения можно определить по формуле

Т ПР = t мех + t СПО + t подг + t креп + t рем + t осл , (33)

где t мех – время на механическое бурение, час;

t СПО – время на спускоподъемные операции, час;

t подг – время на подготовительно-вспомогательные работы (смена

долота, приготовление глинистого раствора), час;

t креп – время на крепление скважины (спуск и цементирование

колонны), час;

t рем – время на ремонтные работы, устранение неисправностей в

период бурения крепления, час;

t осл – время на ликвидацию осложнений по геологическим

причинам, час.

Непроизводительное время бурения включает время на ликвидацию аварий и потери времени из-за простоев по организационно-техническим причинам.

Техническая скорость бурения вычисляется:

. (34)

Цикловая скорость бурения вычисляется:

, (35)

где Т Ц – цикл строительства скважины (вышкомонтажные работы,

бурение, испытание скважины на продуктивность), час.

Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования находится по следующей формуле:

, (36)

где Т Ф Б, Т Ф Ц – фактическое время бурения или строительства

скважины, час;

Т Н Б, Т Н Ц – нормативное (календарное) время бурения или

строительства скважины соответственно, час.

В нефтегазодобыче 1 скважино-месяц = 30,4 скважино-дней = 720 скважино-часов.

Коэффициент интенсивного использования наземного и подземного оборудования (кроме скважин) может определяться по следующей формуле:

, (37)

где q Ф – фактический объем добычи нефти из скважины, т/сут;

q ПЛ.(ПР) – минимальный плановый (проектный) дебит нефти, т/сут.

Однако этот показатель не нашел широкого применения, так как на объем добычи нефти влияют самые разнообразные природно-геологические факторы.

Коэффициент экстенсивного использования в нефтегазодобыче определяется двумя способами:

, (38)

где К Э – коэффициент эксплуатации скважин;

К И – коэффициент использования скважин.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:

, (39)

где СМЧ Д – скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду;

СМО – скважино-месяцы отработанные (без времени ремонта).

Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин (с учетом всех простоев):

, (40)

где СМЧ Э – скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному

фонду скважин.

Суммарное использование основных фондов принято определять интегральным коэффициентом использования скважин :

К i = К Э ´ К И .(41)

Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду, определяют:

где N Э – число скважин эксплуатационного фонда на начало года;

N н – число новых скважин, введенных из бурения;

t н.кал – календарное время работы новых скважин в году (в

соответствии с планом-графиком ввода скважин);

N л – число ликвидированных скважин;

t л.кал – календарное время работы ликвидированных скважин.

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду:

где N Д – число скважин действующего фонда на начало года;

N вв – вводимых в течение года из бездействия;

t вв.кал – календарное время работы вводимых из бездействия

N выб – число выводимых в бездействующий фонд скважин;

t выб..кал –календарное время работы выводимых в бездействующий

фонд скважин.

В случае если отсутствует план-график ввода скважин (новых и бездействующих), среднее время их работы в планируемом году составляет 183 дня.

Скважино-месяцы, отработанные (эксплуатации) в плане, определяются:

где t ост – плановые остановки по скважинам действующего фонда;

t вв.ост, t н.ост – плановые остановки по скважинам, вводимым из

бездействия, и новым скважинам.

Для улучшения использования основных фондов во времени важное значение имеют:

1) увеличение удельного веса действующего оборудования в составе всего имеющегося оборудования;

2) сокращение плановых простоев оборудования до минимума на основе совершенствования организации ремонтных работ и эксплуатации оборудования;

3) полная ликвидация внеплановых простоев оборудования;

4) разработка и внедрение прогрессивных норм на активную работу, межремонтный период и ремонт по всем активным элементам основных фондов;

5) интенсивный путь улучшения использования основных фондов – работа бурового оборудования на форсированных режимах;

6) использование прогрессивной буровой техники и технологии;

7) комплексное использование технических средств, соответствующее геологическим требованиям;

8) реконструкция, модернизация оборудования;

9) ликвидация излишнего оборудования и сверхлимитных запасов резервного оборудования.

Чтобы поддерживать качественную сторону использования фонда, на них проводят различные виды ремонтов:

- текущий – ремонт, который производится в процессе функционирования основных фондов без длительного перерыва процесса производства для частичного восстановления работоспособности оборудования (замена отдельных узлов или агрегатов);

- восстановительный (средний) связан с контролем технической части отдельных частей оборудования в соответствии с паспортными данными, бывает вызван различными стихийными бедствиями;

- капитальный ремонт связан с полной разработкой основных частей оборудования, часто с полной заменой всех изношенных деталей и узлов этого оборудования, с его модернизацией.

Контрольные вопросы

1 Что такое амортизация?

2 На что влияют ошибки при установлении норм амортизации?

3 Перечислите нелинейные методы начисления амортизации.

4 Какой из ускоренных методов не позволяет списать первоначальную стоимость объекта основных фондов полностью?

5 Что такое гудвилл и необходимо ли его амортизировать?

6 Какие показатели эффективности использования основных фондов относятся к общим? К частным?

7 Что такое фондоотдача? Фондовооруженность?

Амортизация и ее роль в воспроизводственном процессе. Кадый объект основных средств имеет ограниченный срок полезного использования, который отражен в его паспортных документах

Понятие нефтегазовых активов

Износ, истощение и амортизация - термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.

К нефтегазовым активам относятся:

Расходы по приобретению лицензий;

Капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;

Капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;

Минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.

Стандарты учета нефтегазовых активов

Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО - МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.

В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».

Расчет амортизации нефтегазовых активов

Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.

С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.

Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.

На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».

Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.

В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.

Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.

Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.

Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:

Доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;

На основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).

Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.

В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.

Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.

Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:

Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.

Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:

По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.

Пример 1

Компания применяет метод «результативных затрат».

Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, - 400 млн руб.

Накопленная амортизация на начало отчетного периода - 40 млн руб.

Доказанные запасы на начало отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т.

Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода - 8,9 млн т.

Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:

В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.

Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.

Пример 2

Затраты на приобретение лицензии - 280 млн руб.

Затраты на разведку - 3,900 млн руб.

Затраты на приобретение нефтегазового оборудования - 500 млн руб.

Накопленная амортизация капитализированных затрат:

На приобретение лицензии - 0,24 млн руб.;

На разведку - 800 млн руб.;

На приобретение оборудования - 80 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т нефти.

Доказанные запасы на конец отчетного периода - 8,9 млн т нефти.

Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.

Амортизация затрат на приобретение лицензии:

Амортизация затрат на разведку:

Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:

Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.

Пример 3

Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.

Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.

На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.

На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.

Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).

Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).

Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере - 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).

В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.

Пример

Обратимся к нашему примеру.

Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, - 84 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы нефти - 5 млн т.

Доказанные запасы нефти - 30 млн т.

Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.

Количество пробуренных добывающих скважин - 3.

Количество запланированных к бурению добывающих скважин - 17

Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.

Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.

Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.

Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов

На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.

Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.

Оценки руководства при расчете амортизации

Расчет амортизации нефтегазовых активов - это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:

Разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;

Изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.

При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.

Начиная с 01.04.2011 г. амортизация расходов, связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса, которая содержит нормы, аналогичные нормам Закона о прибыли, относительно включения любых расходов на разведку/доразведку, обустройство и разработку запасов (месторождений) полезных ископаемых (за исключением расходов, предусмотренных в пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса) в отдельный объект необоротных активов по добыче полезных ископаемых плательщиком налога, на балансе которого состоят такие запасы (месторождения), и их амортизации (п. 148.1 ст. 148 Налогового кодекса). Состав таких расходов определен в п. 148.2 этой статьи.

Нормы амортизации для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, установлены п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, и учет таких объектов необоротных активов ведется по каждому отдельному месторождению (карьеру, шахте, скважине) (п. 148.3 этой статьи).

В соответствии с п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса плательщики налога имеют право в течение отчетного налогового года включить в расходы любые расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизации и другим улучшением скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, не превышающей 10% первоначальной стоимости отдельной скважины.

Расходы, превышающие указанную сумму, включаются в состав соответствующей группы основных средств как отдельный объект скважины, амортизируемый по нормам, определенным этим пунктом.

При этом в соответствии с п. 148.6 ст. 148 Налогового кодекса в случае если деятельность, связанная с разведкой/доразведкой запасов (месторождений) полезных ископаемых, не привела к их открытию или плательщиком налога было принято решение о нецелесообразности проведения дальнейшей разведки или разработки таких запасов (месторождений) в связи с их экономической нецелесообразностью, разрешается отнести расходы по такой разведке/доразведке или разработке к составу расходов производства отчетного налогового периода такого плательщика налога за исключением расходов, отнесенных раньше к составу расходов в соответствии с п. 138.10 ст. 138 этого Кодекса. Балансовая стоимость такой группы расходов, связанная с добычей полезных ископаемых, приравнивается к нулю.

Следует отметить, что нормы амортизации для скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, и срок, в течение которого начисляется налоговая амортизация на такие объекты необоротных активов, установленные п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, идентичны нормам амортизации и сроку амортизации, которые предусматривались п. 9.5 ст. 9 Закона о прибыли.

Таким образом, поскольку нормы амортизации и порядок ее начисления для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, со вступлением в силу Налогового кодекса не изменились, налогоплательщик продолжает начисление амортизации на такие необоротные активы.

Если это новая скважина, то расходы на сооружение любых скважин, предусмотренные п. 148.2 ст. 148 Налогового кодекса, на этапе разведки/доразведки или разработки месторождения полезных ископаемых подлежат амортизации согласно ст. 148 этого Кодекса. Другие расходы, которые относятся к категории расходов, связанных с разведкой/доразведкой и обустройством месторождений полезных ископаемых, не подлежат амортизации и относятся к составу общепроизводственных расходов на основании пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса. Первоначальная стоимость скважин равна сумме, на которую была увеличена отдельная группа расходов плательщика налога на прибыль при вводе в эксплуатацию такой скважины в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса.

Расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизацией и другим улучшением скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, которая не превышает 10% первоначальной стоимости отдельной скважины, плательщик налога имеет право отнести к составу расходов в течение отчетного периода, а превышение амортизируется по нормам, установленным п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса.